苏里格气田自2000年发现以来，天然气年产量达到270多亿立方米，截至2020年年底，累计总产量达到2600×10⁸m³，已经成为中国第一特大型气田，如何高效开发苏里格气田对于保障我国能源资源安全具有重要意义^[1-4]。苏里格气田开发初期采用以定向井为主的井网布井，2008年12月第一口水平井投产，此后新投产井中的水平井数量逐年增加，目前已经形成直井与水平井联合开发的井网方式，直井和水平井均为压裂改造后投产，水平井主要采用多级水力压裂和体积压裂。苏里格气田储层砂体叠置关系复杂，储层非均质性较强，物性差异大，在生产过程中不存在稳产期，目前通常采用两种工作制度进行生产，一种是以定产量方式连续生产，另一种是以定井口压力方式连续生产；此外考虑到用气量的季节性变化，部分井实施间开的工作制度进行生产。在气田生产中发现，不同生产方式下的气井产量等存在一定差异，如何更好地选择工作制度需要科学的手段来决策，通常采用数值模拟方法，但其结果往往与矿场实际数据不吻合，主要是由于储层砂体叠置关系对生产动态的影响认识不明确。本文以苏14井区为例，通过分析气田储层特征，分别建立了直井、水平井与叠置砂体分布关系模型，利用数值模拟方法对直井和水平井合理工作制度进行研究。研究结果为苏里格气田高效开发提供了技术支撑，取得较好的应用效果，对于同类储层的气田开发具有借鉴意义。

苏里格气田位于华北板块西部鄂尔多斯盆地西北侧的苏里格庙地区，勘探面积约为40000km²，地面海拔一般为1250~1350m，地形相对平缓。苏里格气田主力产气层为上古生界二叠系下石盒子组和山西组，埋深为3200~3500m，目的层厚度为60~100m，砂体厚度为5~40m，有效储层展布主要受砂体和物性控制，是典型低压、低渗、低丰度且以河流砂体为主体、储层大面积分布的岩性气藏。苏14井区位于苏里格气田中部，整体构造平缓（图 1），主力气藏发育的山西组和下石盒子组，根据沉积序列及岩性组合自下而上分为山西组山2段、山1段和下石盒子组盒8段、盒7段、盒6段和盒5段，主力产气层为山1段和盒8段，井区内无断层发育。苏14井区山1段砂岩主要为中—细粒岩屑砂岩、岩屑质石英砂岩，厚度为30m左右；下石盒子组盒8段砂岩以中—粗粒石英砂岩、岩屑砂岩为主，平均有效厚度为20m左右（图 2），山1段从下往上可进一步细分为山1₃、山1₂、山1₁ 3个亚段；盒8段自下而上细分为盒8下₂、盒8下₁、盒8上₂和盒8上₁ 4个小层^[5]。

图 1

图 1 苏14井区区域位置图 Fig. 1 Geographical location map of Su 14 well block

图 2

图 2 苏14井区盒8段有效厚度等值线 Fig. 2 Effective formation thickness contour map of He 8 member in Su 14 well block

苏14井区物源主要为鄂尔多斯盆地西北部阿拉善古陆和北部阴山古陆西段的中—新元古界中—低级变质岩，沉积相以河流相、三角洲相和湖泊相为主^[6]。二叠纪鄂尔多斯盆地沉积环境由海相逐渐演变为陆相，在盆地北部构造抬升过程中苏14井区发育了三角洲平原和三角洲前缘沉积体系^[7-8]。盒8段储层主要发育辫状河沉积，辫状河流向为自北向南，河道宽1.3~6.5km，储集岩以分流河道砂体为主，分流河道砂体末端受沉积环境影响呈席状砂化，在周期性水流变化作用下，水下分流河道改道频繁，同时河口坝和河道多期叠置，形成复杂叠置关系^[9-11]。从现代辫状河沉积实例（图 3）和辫状河沉积露头可以看出，辫状河道在较广阔的冲积平原上可以自由迁移，因而可以发育宽泛的砂体，可形成较大面积分布的油气储层^[12-13]。以叠置型河道充填为主的大型厚层叠置型砂质辫状河复合河道沉积，沉积过程中水下分流河道不断改道，形成了辫状河心滩、河道和河道蚀余堆积等空间复杂交错分布（图 4）^[13-14]。

图 3

图 3 现代砂质辫状河地貌环境、微相平面组合[13] Fig. 3 Geomorphic feature and microfacies plane combination of modern sandy braided river [13]

图 4

图 4 不同可容纳空间/沉积物供给速率值和能量条件下分流河道砂体的叠置关系[14] Fig. 4 Superposition relationship of distributary channels sand bodies of different accommodation space/sediment supply rate and energy conditions [14]

苏14井区分流河道顺物源方向东西横向迁移，交叉复合现象较为频繁，砂体叠置关系呈现高能独立型、高能侧向切割型、垂向叠置型、切叠过渡型、高能叠置型、低能叠置型、低能侧向拼接型和低能孤立型8种不同类型^[14]，存在多期叠置关系（图 5），纵向上以多层式叠置为主，单砂体规模小且分散，多呈透镜状，厚度一般为5~10m，最厚达15m左右；复合砂体规模大，横向连片，纵向多层叠置，厚度一般在20m以上，最厚可达40多米，具有普遍含气特征^[15-19]。苏14井区盒8段基本探明含气面积为63.54km²，基本探明地质储量为56.61×10⁸m³，储量丰度为0.8909×108m³/km²，属常规干气气藏；盒8段储层渗透率分布在0.018~13.66mD，平均为0.608mD，平均孔隙度为9.54%，单井平均气层厚度为6.2m，平均含气饱和度为73.79%；储层为中等偏弱到中等偏强应力敏感，中等偏弱到中等偏强水敏，无速敏，碱敏不明显^[20-22]，天然水体不发育。

图 5

图 5 过苏14-03-14井至苏14-5-14C3井沉积相剖面图 Fig. 5 Sedimentary facies profile cross Well Su14-03-14 to Well Su14-5-14C3

根据苏14井区已有地质研究成果，结合类似气田储层特征^[13-18]，并考虑到砂体叠置后不同砂体边界处储层性质的差异性，认为砂体边界可形成阻流效应或不渗透边界，因而针对纵向砂体叠置和横向砂体叠置关系，对直井和水平井分别设计了不同组合的低渗透渗流阻力带（简称阻力带），以便模拟砂体叠置关系（图 6）。

图 6

图 6 生产井与叠置砂体分布关系模型示意图 Fig. 6 Schematic model of distribution relationship between production wells and superimposed sand bodies

首先，建立单井径向模型。采用径向网格系统，假设气井周围为圆形均质地层，不考虑高差变化，径向半径取1000m，划分为100个网格，平面角度方向划分为20个网格，纵向划分为3个网格，厚度分别为5m、10m和5m，模型平面渗透率取0.7mD，纵向渗透率取平面渗透率的0.2倍，孔隙度取9.54%，含气饱和度取74%，原始地层压力取26.0MPa，设置中等偏强不可逆应力敏感性^[23-27]。然后，基础模型不设置阻力带；对于直井模型1，纵向3个网格间不设置阻力带，平面上在距离井150m、500m和700m左右处设置阻力带，传导率分别设置为原始传导率的0.01倍、0.001倍和0.005倍；对于直井模型2，纵向3个网格间设置阻力带，该处传导率设置为原始传导率的0.01倍，水平方向不设置阻力带；对于直井模型3，纵向3个网格间设置阻力带，该处传导率设置为原始的0.01倍，平面上在距离井150m、500m和700m左右处设置渗透阻力带，该处传导率分别设置为原始传导率的0.01倍、0.001倍和0.005倍。最后，对于每种模型采用3种不同工作制度进行生产，工作制度1为定产量2.0×10⁴m³/d连续生产；工作制度2为定井底流压（定压）4MPa连续生产；工作制度3为定产量2.0×10⁴m³/d间开生产，每年5月至7月关井，其余时间开井生产。

首先，建立矩形水平井单井模型。假设气井周围为均质地层，不考虑高差变化，沿水平井井筒展布方向长度取2000m，宽度取1000m，平面网格步长取10m，纵向划分为3个网格，厚度分别为5m、10m和5m，模型平面渗透率取0.7mD，纵向渗透率取平面渗透率的0.2倍，孔隙度取9.54%，含气饱和度取74%，原始地层压力取26.0MPa，设置中等偏强不可逆应力敏感性，水平井水平段长度取1000m，取6段均匀分布压裂段，裂缝半长取100m，对裂缝所在网格进行局部加密。然后，基础模型不设置阻力带。对于水平井模型1，纵向3个网格间设置阻力带：该处传导率设置为原始传导率的0.01倍，水平方向不设置阻力带；对于水平井模型2，纵向3个网格间不设置阻力带；平面上沿井筒方向在距离裂缝50m和100m、平行井筒方向在距离井筒200m和400m左右处设置矩形阻力带，传导率分别设置为原始传导率的0.01倍和0.001倍；对于水平井模型3，纵向3个网格间设置阻力带，该处传导率设置为原始传导率的0.01倍，平面上沿井筒方向在距离裂缝50m和100m、平行井筒方向在距离井筒200m和400m左右处设置矩形阻力带，传导率分别设置为原始传导率的0.01倍和0.001倍。最后，对于每种模型采用3种不同工作制度进行生产，工作制度1为定产量8.0×10⁴m³/d连续生产；工作制度2为定井底流压4MPa连续生产；工作制度3为定产量8.0×10⁴m³/d间开生产，每年5月至7月关井，其余时间开井生产。

根据前文建立的模型，对于各井基于不同工作制度分别模拟20年，模拟不同砂体叠置关系下不同井型的单井开发效果。

对直井的4种模型，基于3种不同工作制度，20年模拟结果表明（图 7）：（1）对于不存在砂体叠置（砂体连通性较好）的直井基础模型而言，由于投产初期工作制度差异，定产生产和定压生产投产初期存在产量的差异，定产方式生产具有更长的稳产期，但投产后6年左右两者基本接近，进入递减期后定产方式产量略高于定压生产，同时定产生产产量递减率仍略低于定压生产；间开方式生产投产7年后进入递减期，且递减期内较连续生产具有更高日产量。（2）当砂体存在横向叠置时，定产生产稳产期明显缩短，定产和定压生产产量递减率均较基础模型明显增加，递减期定产生产产量递减率略低于定压生产；间开生产明显较连续生产产量递减率更低，间开生产日产量明显高于连续生产。（3）当砂体仅存在纵向叠置时，对于气井产量基本没有影响，气井产量与基础模型基本相当，重力作用对于无边底水气藏影响可不予考虑。（4）当砂体横向和纵向均存在叠置时，其生产情况与砂体仅存在横向叠置时基本相当，投产后前3年定压生产产量递减率明显高于定产生产，投产3年之后定压生产与定产生产日产量基本差异不大；投产后前3年间开生产日产量与连续工作差异不大，自第3年开始间开生产日产量略微高于连续生产，间开生产日产量递减情况明显好于连续生产，冬季具备更好的调峰作用。砂体存在横向叠置关系时直井模型模拟生产曲线与苏里格气田实际气井生产曲线较为接近（图 8），表明实际气田开发过程中，砂体存在多期叠置关系是造成气井无稳产期（稳产期较短）的主要因素。

图 7

图 7 直井模型模拟日产气量变化曲线 Fig. 7 Daily gas production curves of different superposition models for vertical well

图 8

图 8 直井模型模拟日产气量与实际日产气量对比曲线 Fig. 8 Comparison between simulated daily gas production and actual daily gas production of vertical well

对于4种水平井模型，基于3种不同工作制度，20年模拟结果表明（图 9）：（1）对于不存在砂体叠置（砂体连通性较好）的水平井基础模型而言，由于投产初期工作制度差异，定压生产投产后就进入递减期，定产生产能保持1年9个月的稳产，之后进入递减期，递减期定产生产日产量略高于定压生产；间开生产2年3个月左右进入递减期，间开生产日产量明显高于连续生产。（2）当砂体存在纵向叠置时，定压生产递减率明显增加，定产生产稳产期大幅减短，投产5个月后进入递减期，投产后前2年定产生产产量略高于定压生产，之后两者相差不大；间开生产较连续生产递减率明显降低，投产后期产量明显高于连续生产。（3）当砂体仅存在横向叠置时，区别于直井模型，砂体横向叠置也影响气井生产，砂体横向叠置呈现与纵向叠置类似特征，定压生产递减率高于基础模型，定产生产7个月后进入递减期，递减期定产生产日产量略高于定压生产；间开生产11个月后进入递减期，间开生产日产量明显高于连续生产。（4）当砂体横向和纵向均存在叠置时，气井连续生产时产量递减率大幅增大，稳产期降到1个月以内，定压生产日产量略高于定产生产；间开生产产量递减率明显低于连续生产，受砂体叠置影响，当在砂体边界存在一定渗透能力差的阻力带时，应采用间开生产，关井期有利于远离井眼的其他砂体内气体流动到近井砂体内，使得近井地层压力升高，降低应力敏感伤害，更有利于提高产能。考虑气田日常生产时，夏季用气量减少，而冬季因采暖等用气量增加，对气井可在夏季进行关井轮休、冬季连续生产，以发挥更好的调峰作用。砂体存在纵横向叠置关系时水平井模型模拟生产曲线与苏里格气田实际水平气井生产曲线较为接近（图 10），从模拟角度证明了多期砂体叠置对生产的影响。

图 9

图 9 水平井模型模拟日产气量变化曲线 Fig. 9 Daily gas production curves of different superposition models for horizontal well

图 10

图 10 水平井模型模拟日产气量与实际日产气量对比曲线 Fig. 10 Comparison between simulated daily gas production and actual daily gas production of horizontal well

（1）根据不同砂体叠置关系，对直井和水平井设置不同阻力带模型，证明了苏里格气田苏14井区生产动态稳产期较短或不存在稳产期，其生产动态主要受多期砂体叠置边界渗流阻力变化影响；考虑纵向和横向砂体叠置关系模型模拟结果与生产动态具有很好的吻合性，认为砂体叠置关系越复杂对气井影响越大。

（2）模拟结果表明，对类似苏14井区这种存在复杂砂体叠置关系的致密气藏更适合采用间开生产，夏季关井可使气井“修养生息”，使其冬季处于更高产能状态生产。